Nghiên cứu ảnh hưởng của chính sách giá điện đến việc xác định công suất lắp máy của các trạm thủy điện vừa và nhỏ

Việc xác định công suất lắp máy của các trạm thủy điện có thể được chuẩn xác trong giai đoạn thiết kế kỹ thuật.. Từ việc nghiên cứu các yếu tố ảnh hưởng đến việc xác định công suất lắp m

ngoài sự cố gắng nỗ lực của bản thân tác giả còn được sự giúp đỡ nhiệt tình của các Thầy, Cô, cơ quan, bạn bè và gia đình

Tác giả xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới Thầy giáo hướng dẫn: TS Nguyễn Văn Sơn đã tận tình hướng dẫn cũng như cung cấp tài liệu, thông tin khoa học cần thiết cho luận văn

Tác giả xin trân trọng cảm ơn các thầy, cô giáo Phòng đào tạo đại học và Sau đại học, khoa Công trình, khoa Năng Lượng - Trường Đại học Thuỷ Lợi đã tận tình giảng dạy và giúp đỡ tác giả trong suốt quá trình học tập, cũng như quá trình thực hiện luận văn này

Tác giả xin trân trọng cảm ơn các đồng nghiệp tại Cục Điều tiết điện lực đã tận tìm giúp đỡ, cung cấp tài liệu để luận văn được chính xác và có tính cấp thiết

Để hoàn thành luận văn, tác giả còn được sự cổ vũ, động viên khích lệ thường xuyên và giúp đỡ về nhiều mặt của gia đình và bạn bè

Hà Nội, ngày 26 tháng 05 năm 2012 Tác giả luận văn

NGUYỄN XUÂN THÀNH

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi Những nội dung

và kết quả trình bày trong luận văn là trung thực và chưa được ai công bố trong bất

kỳ công trình khoa học nào

Tác giả

1 Tính cấp thiết của Đề tài 1

2 Mục đích của Đề tài 2

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN 3

1.1 Tổng quan về hệ thống nguồn điện Việt Nam 3

1.2 Tình hình cung cầu của hệ thống điện từ nay đến năm 2016 10

1.2.1 Cân bằng điện năng 10

1.2.1.1 Đánh giá khả năng phát tối đa của nguồn điện 10

1.2.1.2 Cân bằng điện năng 12

1.2.2 Cân bằng công suất 13

1.3 Tổng quan về các chính sách, quy định giá phát điện từ trước tới nay 14

1.3.1 Đôi với các nhà máy thủy điện từ 30 MW trở lên 15

1.3.2 Đôi với các nhà máy thủy điện dưới 30 MW 15

1.4 Thị trường phát điện canh tranh 18

1.4.1 Mục đích 18

1.4.2 Lộ trình hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam 18

1.4.3 Giá trị điện năng của nhà máy điện trong thị trường phát điện cạnh tranh 20

CHƯƠNG 2: CÁC YẾU TỐ ẢNH HƯỞNG ĐẾN VIỆC XÁC ĐỊNH CÔNG SUẤT LẮP MÁY CỦA CÁC TRẠM THUỶ ĐIỆN 23

2.1 Đặc điểm của trạm thuỷ điện 23

2.2 Các thành phần công suất của hệ thống điện 24

2.3 Yêu cầu chủ yếu của hệ thống điện đối với chế độ làm việc của các trạm phát điện 31

2.4 Khả năng tham gia cân bằng năng lượng toàn hệ thống điện của trạm thuỷ điện có hồ điều tiết ngày đêm 32

2.4.1 Chế độ làm việc của trạm thuỷ điện điều tiết ngày và cách xác định vị trí của nó trên biểu đồ phụ tải ngày đêm 32

2.4.2 Chế độ làm việc của trạm thuỷ điện điều tiết ngày trong biểu đồ cân bằng công suất năm của hệ thống điện 34

2.5.2 Xác định công suất dự trữ Nd của trạm thuỷ điện điều tiết ngày làm trong hệ

thống 40

2.5.3 Xác định công suất trùng của trạm thuỷ điện điều tiết ngày 41

2.6 Các yếu tố ảnh hưởng đến việc xác định công suất lắp máy của các Trạm thuỷ điện vừa và nhỏ 42

2.6.1 Giá thành xây dựng 42

2.6.2 Yêu cầu vận hành của hệ thống 42

2.6.3 Chính sách giá điện 43

2.6.4 Các mặt tích cực trong việc xác định công suất lắp máy tăng cao 43

2.6.5 Các mặt tiêu cực trong việc xác định công suất lắp máy tăng cao 43

CHƯƠNG 3: TÍNH TOÁN, SO CHỌN CÁC PHƯƠNG ÁN CHO CÁC NHÀ MÁY THUỶ ĐIỆN TRONG THỰC TẾ 44

3.1 Cơ sở lý luận để tính toán so sánh 44

3.1.1 Tính toán thủy năng 44

3.1.2 Tính toán kinh tế năng lượng 46

3.2 Thu thập các tài liệu thực tế 47

3.2.1 Công trình thuỷ điện Nậm Mô 47

3.2.1.1 Giới thiệu 47

3.2.1.2 Nhiệm vụ của công trình thuỷ điện Nậm Mô 47

3.2.1.3 Tài liệu địa hình 47

3.2.1.4 Tài liệu thuỷ văn 49

3.2.1.5 Tài liệu tổn thất 50

3.2.1.6 Tài liệu thiết bị 51

3.2.2 Công trình thuỷ điện Mường Hum 51

3.2.2.1 Giới thiệu 51

3.2.2.2 Nhiệm vụ của công trình thuỷ điện Mường Hum 51

3.2.2.3 Tài liệu địa hình 52

3.2.2.4 Tài liệu thuỷ văn 52

3.2.2.5 Tài liệu về tổn thất 55

3.3.1 Các điều kiện thuỷ văn của 2 công trình 59

3.3.2 Các chỉ tiêu tài chính của 2 công trình 60

3.3.3 Khả năng đảm bảo đối với hệ thống điện 60

CHƯƠNG 4: KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 63

4.1 Tổng kết, đánh giá các kết quả đạt được 63

4.2 Những tồn tại và phương hướng giải quyết 63

4.2.1 Những tồn tại 63

4.2.2 Phương hướng giải quyết 64

TÀI LIỆU THAM KHẢO 65

Hình 1.2: Cơ cấu nguồn điện Việt Nam tính đến cuối năm 2010

Hình 1.3: Cơ cấu nguồn điện Việt Nam cuối năm 2011

Hình 1.4: Tương quan giữa tăng trưởng nguồn và phụ tải cực đại

Hình 1.5: Cơ cấu nguồn điện Việt Nam đến năm 2020

Hình 1.6: Cơ cấu nguồn điện Việt Nam đến năm 2030

Hình 2.1: Biểu đồ phụ tải năm

Hình 2-2: Biểu đồ phụ tải ngày và đường tích luỹ phụ tải

Hình 2.3: Biểu đồ cân băng công suất công tác

Hình 2.4: Khả năng tham gia vào cân bằng công suất toàn hệ thống của trạm thuỷ

điện điều tiết ngày

Hình 2.5: Biểu đồ phụ tải ngày và đường tích luỹ phụ tải

Hình 3.1: Biểu đồ so sánh công suất đảm bảo của năm 85% của nhà máy thuỷ điện

Mường Hum và Nậm Mô

Hình 3.2 : Biểu đồ so sánh công suất phát tối đa 5 tiếng cao điểm của năm 85% đối

Bảng 1.2: Tổng hợp khả năng phát tối đa của các nguồn điện từ nay đến năm 2016 Bảng 1.3: Tổng hợp cân bằng điện năng giai đoạn 2012-2016

Bảng 1.4: Tổng hợp cân bằng công suất giai đoạn 2012-2016

Bảng 1.5: Biểu giá chi phí tránh được năm 2009

Bảng 1.6: Biểu giá chi phí tránh được năm 2010

Bảng 1.7: Biểu giá chi phí tránh được năm 2011

Bảng 1.8: Biểu giá chi phí tránh được năm 2012

Bảng 3.1: Quan hệ hồ chứa Nậm Mô

Bảng 3.2: Đường quan hệ Q= f(Hhl) nhà máy thuỷ điện Nậm Mô

Bảng 3.3: Đặc trưng dòng chảy năm tại tuyến công trình Nậm Mô

Bảng 3.4: Phân phối tổn thất bốc hơi

Bảng 3.6: Quan hệ Z ~ F ~ W tuyến đập nhà máy thuỷ điện Mường Hum

điện Mường Hum

Bảng 3.8: Đường duy trì lưu lượng ngày đêm ở hai tuyến công trình thuỷ điện

Bảng 3.12: Bảng so sánh công suất đảm bảo của năm 85% của nhà máy thuỷ điện

Mường Hum và Nậm Mô

Bảng 3.13: So sánh công suất phát tối đa 5 tiếng cao điểm của năm 85% đối với

hai nhà máy

BCN : Bộ công nghiệp

MNDBT : Mực nước dâng bình thường

NMTĐ : Nhà máy thủy điện

MỞ ĐẦU

1 Tính cấp thiết của Đề tài

Theo báo cáo tổng quan về hệ thống điện Việt Nam năm 2009 thì tổng công suất lắp đặt của các nguồn điện là 17.521MW, trong đó thủy điện chiếm 38%; công suất khả dụng đạt 16.831MW Tổng sản lượng điện năm 2009 đạt 87.019 GWh, trong đó thủy điện chiếm 34,45% (29.977GWh)

Hiện nay, các nhà máy thủy điện trên 30MW ký kết Hợp đồng mua bán điện với đầu mối duy nhất là Công ty Mua bán điện Giá bán điện của các nhà máy này phụ thuộc vào việc tính toán chi phí xây dựng và chi phí vận hành nhà máy Đối với các nhà máy thủy điện nhỏ, có công suất lắp đặt dưới 30MW thì Hợp đồng mua bán điện được ký kết với các Công ty điện lực và được áp dụng theo biểu giá chi phí tránh được theo quy định tại Quyết định số 18/2008/QĐ-BCT ngày 18 tháng 7 năm

2008 Biểu giá này sẽ được tính toán lại và thay đổi theo từng năm phụ thuộc vào các yếu tố giá đầu vào, đầu ra của việc sản xuất điện

Theo các quy hoạch đã được phê duyệt thì từ nay tới năm 2015 sẽ có gần 900 trạm thủy điện vừa và nhỏ với tổng công suất lắp máy hơn 6.600MW được xây dựng và đi vào vận hành Việc xác định công suất lắp máy của các trạm thủy điện

có thể được chuẩn xác trong giai đoạn thiết kế kỹ thuật

Hiện nay, tại một số công trình, công suất lắp máy được xác định quá lớn, gây lãng phí vốn đầu tư Trong khi đó, một số công trình lại xác định công suất lắp máy quá nhỏ, gây lãng phí nguồn tài nguyên đất nước

Từ việc nghiên cứu các yếu tố ảnh hưởng đến việc xác định công suất lắp máy các trạm thủy điện, qua đó đưa ra được các kiến nghị để việc xác định công suất lắp máy của các trạm thủy điện vừa và nhỏ đem lại tối ưu nhất đối với nền kinh tế quốc dân

2 Mục đích của Đề tài

Từ việc nghiên cứu các yếu tố ảnh hưởng đến việc xác định công suất lắp máy của các trạm thủy điện vừa và nhỏ, qua đó đưa ra được các kiến nghị để việc xác định công suất lắp máy của các trạm thủy điện vừa và nhỏ đem lại tối ưu nhất đối với nền kinh tế quốc dân

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN 1.1 Tổng quan về hệ thống nguồn điện Việt Nam

Theo báo cáo tổng quan về hệ thống điện Việt Nam năm 2009 thì tổng công suất lắp đặt của các nguồn điện là 17.521MW, trong đó thủy điện chiếm 35%; công suất khả dụng đạt 16.831MW

Hình 1.1: Tỉ lệ nguồn điện Việt Nam tính đến cuối năm 2009

Năm 2010, tổng công suất lắp đặt của các nguồn điện Việt Nam là 21.542MW, trong đó, thủy điện chiếm 37,71%, công suất lắp đặt là 8.124MW

Thủy điện 35%

Nhiệt điện chạy khí 3%

Nhiệt điện than 16%

Turbin khí 36%

Nhiệt điện dầu 3%

Nhập khẩu 4% Khác 3%

Hình 1.2: Cơ cấu nguồn điện Việt Nam tính đến cuối năm 2010

Đến cuối năm 2011, tổng công suất lắp đặt của các nguồn điện Việt Nam là 23.559MW, trong đó, thủy điện chiếm 41,2%, công suất lắp đặt là 10.120MW So với các năm trước, tỉ lệ thủy điện tăng là do một số nhà máy lớn như Sơn La, Bản

Vẽ, Sông Tranh, An Khê – Ka Năk… đi vào vận hành

Hình 1.3: Cơ cấu nguồn điện Việt Nam cuối năm 2011

Tương quan giữa tăng trưởng nguồn và phụ tải các năm thể hiện :

Thủy điện 38%

Nhiệt điện chạy khí 2%

Nhiệt điện than 18%

Nhiệt điện dầu 3%

Tuabin khí 32%

Nhập khẩu

Thủy điện 41%

Nhiệt điện chạy khí 2%

Nhiệt điện than 18%

Nhiệt điện

dầu 2%

Tuabin khí 31%

Nhập khẩu 4%

Khác 2%

Hình 1.4: Tương quan giữa tăng trưởng nguồn và phụ tải cực đại

Theo Quyết định số 1208/QĐ-TTg ngày 21 tháng 7 năm 2011 của Thủ tướng Chính phủ về việc Phê duyệt Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2030:

- Sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu năm 2015 khoảng 194-210 tỷ kWh, năm 2020 khoảng 330 – 363 tỷ kWh, năm 2030 khoảng 695 – 834 tỷ kWh

- Ưu tiên phát triển các nguồn thuỷ điện, nhất là các dự án lợi ích tổng hợp: Chống lũ, cấp nước, sản xuất điện; đưa tổng công suất các nguồn thuỷ điện từ 9.200MW hiện nay lên 17.400 MW vào năm 2020

- Năm 2020: Tổng công suất các nhà máy điện khoảng 75.000 MW, trong đó thuỷ điện chiếm 23,1% với tổng công suất vào khoảng 17.325 MW:

4461 4910 4910 5285

5726 6233

7871 8884

1001010626

1157612270

13512 15763

17521

13867 12636 11286 10187 9255 8283 7408 6552 5655 4893 4329 3875 3595 3177 2796

Hình 1.5: Cơ cấu nguồn điện Việt Nam đến năm 2020

- Năm 2030: Tổng công suất các nhà máy điện khoảng 146.800 MW trong đó thuỷ điện chiếm 11,8% với tổng công suất lắp đặt vào khoảng 17.325 MW:

Hình 1.6: Cơ cấu nguồn điện Việt Nam đến năm 2030

Hiện nay, các nhà máy thủy điện trên 30MW ký kết Hợp đồng mua bán điện với đầu mối duy nhất là Công ty Mua bán điện Giá bán điện của các nhà máy này

Thủy điện 23%

Nhiệt điện chạy khí 17%

Nhiệt điện than 48%

Năng lượng tái tạo 6%

Hạt nhân

3%

Thuỷ điện tích năng 2%

Thủy điện 12%

Nhiệt điện chạy khí 12%

Nhiệt điện than 51%

Năng lượng tái tạo

Nhập khẩu 5%

Thuỷ điện tích năng 4%

phụ thuộc vào việc tính toán chi phí xây dựng và chi phí vận hành nhà máy Danh mục các nhà máy đã đi vào vận hành tính đến cuối năm 2011 bao gồm:

máy

P thiết kế (MW)

STT Nhà máy Số

máy

P thiết kế (MW)

STT Nhà máy Số

máy

P thiết kế (MW)

Miền Trung

Bảng 1.1 Danh mục các nhà máy thủy điện trên 30MW đang vận hành

tính đến cuối năm 2011

Theo các quy hoạch đã được phê duyệt thì từ nay tới năm 2015 sẽ có gần 900 trạm thủy điện vừa và nhỏ với tổng công suất lắp máy hơn 6.600MW được xây dựng và đi vào vận hành Việc xác định công suất lắp máy của các trạm thủy điện

có thể được chuẩn xác trong giai đoạn thiết kế kỹ thuật

Hiện nay, tại một số công trình, công suất lắp máy được xác định quá lớn, gây lãng phí vốn đầu tư Trong khi đó, một số công trình lại xác định công suất lắp máy quá nhỏ, gây lãng phí nguồn tài nguyên đất nước

Từ việc nghiên cứu các yếu tố ảnh hưởng đến việc xác định công suất lắp máy các trạm thủy điện, qua đó đưa ra được các kiến nghị để việc xác định công suất lắp

máy của các trạm thủy điện vừa và nhỏ đem lại tối ưu nhất đối với nền kinh tế quốc dân

1.2 Tình hình cung cầu của hệ thống điện từ nay đến năm 2016

1.2.1 Cân bằng điện năng

1.2.1.1 Đánh giá khả năng phát tối đa của nguồn điện

Năm 2012

Vào thời điểm đầu năm 2012, mực nước hầu hết các hồ thủy điện hiện có đã đạt mực nước dâng bình thường, cộng thêm có 3.697MW công suất nguồn điện mới vào vận hành năm 2012, khả năng phát tối đa của nguồn điện toàn hệ thống là 137,4 tỷ kWh (bao gồm các nguồn điện chạy dầu FO+DO với khả năng phát tối đa là 8,69 tỷ kWh), đủ đáp ứng nhu cầu phụ tải điện toàn hệ thống năm 2012 là 121,702 tỷ kWh và

có dự phòng 13% Trong đó, vào mùa khô, cung cấp điện được đảm bảo ổn định và có

dự phòng (13%)

Khả năng phát tối đa của nguồn điện từng miền như sau:

- Tại miền Bắc và miền Trung: Công suất nguồn điện bổ sung ở mức cao (miền Bắc là 2.840MW, miền Trung là 748MW) Khả năng phát tối đa của nguồn điện trong khu vực đủ đáp ứng nhu cầu phụ tải điện và có dự phòng (miền Bắc là 17%, miền Trung là 40%) Trong đó, vào mùa khô, cung cấp điện được đảm bảo và có dự phòng (miền Bắc là 17%, miền Trung là 19%)

- Tại miền Nam: Công suất các nguồn điện bổ sung ở mức thấp (110MW), khả năng phát tối đa của nguồn điện trong khu vực là 65,67 tỷ kWh, đủ đáp ứng nhu cầu phụ tải điện năm 2012 là 62,79 tỷ kWh và có dự phòng 5% Trong đó, vào mùa khô, cung cấp điện được đảm bảo ổn định và có dự phòng (9%)

Như vậy, năm 2012 cân đối cung-cầu trong các miền được đảm bảo, hệ thống điện các miền đều có dự phòng Tuy nhiên, tỷ lệ dự phòng là khác nhau, trong đó miền Nam có tỷ lệ dự phòng ở mức thấp hơn, do vậy trong các năm tới cần thiết bổ sung nguồn cấp điện cho miền Nam

Khả năng phát tối đa của nguồn điện trong từng miền như sau:

- Tại miền Bắc và miền Trung: Công suất nguồn điện bổ sung mỗi năm trong giai đoạn 2013-2016 ở mức cao (miền Bắc từ 2.000-3.700MW, miền Trung từ 200-650MW) Khả năng phát tối đa của nguồn điện trong khu vực đủ đáp ứng nhu cầu phụ tải điện và có dự phòng, cụ thể miền Bắc lần lượt là 14% (2013), 27% (2014), 37% (2015) và 49% (2016); miền Trung lần lượt là 26% (2013), 17% (2014), 16% (2015)

và 10% (2016)

- Tại miền Nam: Trong giai đoạn 2013-2014, công suất nguồn điện mới được bổ sung tại HTĐ miền Nam là không nhiều, cụ thể, năm 2013 là 35MW, năm 2014 là 600MW Từ năm 2015 công suất nguồn điện mới được bổ sung tại HTĐ miền Nam tăng lên Khả năng phát tối đa của nguồn điện trong khu vực từ 69,14 tỷ kWh vào năm

2013 đến 102,25 tỷ kWh vào năm 2016, không đủ đáp ứng nhu cầu điện trong giai đoạn 2013-2016 Tỷ lệ điện năng không tự cân đối được lần lượt là 3% (2013), 13% (2014), 13% (2015) và 1% (2016), mặc dù các nhà máy điện dầu FO+DO đã được huy động cao Để đáp ứng nhu cầu điện trong khu vực, HTĐ miền Nam phải nhận điện từ HTĐ miền Bắc và miền Trung qua hệ thống điện 500kV Bắc-Nam

Tổng hợp khả năng phát tối đa của các nguồn điện như sau:

Tổng hợp cân bằng điện năng giai đoạn 2012-2016 như sau:

2012 2013 2014 2015 2016

Bảng 1.3: Tổng hợp cân bằng điện năng giai đoạn 2012-2016

1.2.2 Cân bằng công suất

Tính đến năm 2012 tổng công suất khả dụng nguồn điện toàn hệ thống đạt 28.100MW và đến hết năm 2016 sẽ đạt 49.300MW Dự báo nhu cầu công suất cực đại của hệ thống trong giai đoạn 2012-2016 từ 18.340MW đến 29.840MW Như vậy, nguồn điện hệ thống điện quốc gia đủ đáp ứng nhu cầu công suất cực đại với mức dự phòng trên tổng công suất khả dụng khoảng 15%-32% Trong đó, vào mùa khô, hệ thống cũng có dự phòng từ 7,5% (2013) đến 20% (2016)

Cân bằng công suất trong từng miền như sau:

- Tại miền Bắc và miền Trung: Dự phòng công suất tăng dần trong giai đoạn

2012-2016, trong đó miền Bắc từ 31% (2012) đến 44% (2016), miền Trung trên 80% trong cả giai đoạn 2012-2016

- Miền Nam: Trong các năm 2012, 2013 HTĐ miền Nam không tự cân đối được nhu cầu công suất khu vực Từ năm 2014, do tăng khả năng truyền tải của hệ thống điện 500kV Bắc-Nam nên dự phòng công suất tăng lên và đã tự cân đối được nhu cầu công suất khu vực Năm 2016, HTĐ miền Nam được bổ sung 4.750MW công suất nguồn điện mới nên tỷ lệ dự phòng tăng lên mức cao (25%)

Tổng hợp cân bằng công suất giai đoạn 2012-2016 như sau:

Bảng 1.4: Tổng hợp cân bằng công suất giai đoạn 2012-2016

1.3 Tổng quan về các chính sách, quy định giá phát điện từ trước tới nay

Trước đây, Tập đoàn điện lực Việt Nam chịu trách nhiệm việc đầu tư xây dựng tất cả các nguồn điện Kể từ đầu những năm 2000, việc đầu tư xây dựng các nguồn điện mà ở đây chủ yêu là các nhà máy thủy điện đã được xã hội hóa cũng như việc

cổ phần hoá các nhà máy điện đã được xây dựng Do vậy, EVN không còn là đơn vị độc quyền trong khâu phát điện Các cá nhân, tập thể đầu tư xây dựng các nguồn điện sẽ ký hợp đồng mua bán điện với EVN mà đầu mối ở đây là Công ty Mua bán điện (đối với các nhà máy điện có công suất từ 30MW trở lên) hoặc các Tổng công

ty điện lực miền (đối với các nhà máy điện có công suất dưới 30MW)

1.3.1 Đôi với các nhà máy thủy điện từ 30 MW trở lên

Bộ Công nghiệp đã ban hành Quyết định 709/QĐ-NLDK ngày 13 tháng 4 năm

2004 về việc "Hướng dẫn tạm thời nội dung phân tích kinh tế tài chính đầu tư và khung giá mua bán điện các dự án nguồn điện" Quyết định này sau đó đã được thay thế bằng Quyết định số 2014/QĐ-BCN ngày 13 tháng 6 năm 2007 của Bộ Công nghiệp về việc Ban hành Quy định tạm thời nội dung tính toán phân tích kinh tế, tài chính đầu tư và khung giá mua bán điện các dự án nguồn điện

Sau đó, Bộ Công Thương đã ban hành bổ sung Thông tư số 41/2010/TT-BCT ngày 14 tháng 12 năm 2010 về việc Quy định phương pháp xác định giá phát điện; trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành khung giá phát điện và phê duyệt hợp đồng mua bán điện Theo đó, bổ sung các nội dung liên quan đến giá bán điện của các nhà máy trong thị trường phát điện cạnh tranh

1.3.2 Đôi với các nhà máy thủy điện dưới 30 MW

Đối với giá phát điện của các nhà máy thủy điện dưới 30 MW, Bộ Công Thương

đã ra Quyết định số 18/2008/QĐ-BCT ngày 18 tháng 7 năm 2008 quy định về biểu giá chi phí tránh được cho các nhà máy điện nhỏ sử dụng năng lượng tái tạo Nội dung chính của quy định này như sau:

+ Mùa mưa được tính từ ngày 01 tháng 7 đến ngày 31 tháng 10

+ Mùa khô được tính từ ngày 01 tháng 11 đến ngày 30 tháng 6 năm sau

- Nhà máy phát điện đủ tiêu chuẩn áp dụng Biểu giá chi phí tránh được và Hợp đồng mua bán điện mẫu phải có đủ các điều kiện sau:

+ Công suất đặt của một nhà máy nhỏ hơn hoặc bằng 30MW Trường hợp Bên bán có nhiều nhà máy thuỷ điện bậc thang trên cùng một dòng sông, tổng công suất đặt của các nhà máy này phải nhỏ hơn hoặc bằng 60MW;

+ Toàn bộ điện năng được sản xuất từ năng lượng tái tạo

Chi phí tránh được là chi phí sản xuất 1kWh của tổ máy phát có chi phí cao nhất

trong hệ thống điện quốc gia, chi phí này có thể tránh được nếu Bên mua mua 1kWh từ một nhà máy điện nhỏ sử dụng năng lượng tái tạo thay thế

Mùa mưa được tính từ ngày 01 tháng 7 đến ngày 31 tháng 10

Mùa khô được tính từ ngày 01 tháng 11 đến ngày 30 tháng 6 năm sau

Biểu giá chi phí tránh được thay đổi theo từng năm như sau:

Giờ cao điểm

Giờ bình thường

Giờ thấp điểm

Giờ cao điểm

Giờ bình thường

Giờ thấp điểm

Phần điện năng

Bảng 1.5: Biểu giá chi phí tránh được năm 2009

Giờ cao điểm

Giờ bình thường

Giờ thấp điểm

Giờ cao điểm

Giờ bình thường

Giờ thấp điểm

Phần điện năng

dư

Giá điện năng

(đ/kWh)

Bảng 1.6: Biểu giá chi phí tránh được năm 2010

Giờ cao điểm

Giờ bình thường

Giờ thấp điểm

Giờ cao điểm

Giờ bình thường

Giờ thấp điểm

Phần điện năng

Bảng 1.7: Biểu giá chi phí tránh được năm 2011

Giờ cao điểm

Giờ bình thường

Giờ thấp điểm

Giờ cao điểm

Giờ bình thường

Giờ thấp điểm

Phần điện năng

dư

Giá điện năng

(đ/kWh)

Bảng 1.8: Biểu giá chi phí tránh được năm 2012

1.4 Thị trường phát điện canh tranh

Theo Quyết định số 26/2006/QĐ-TTg ngày 26 tháng 01 năm 2006 của Thủ tướng Chính phủ về việc phê duyệt lộ trình, các điều kiện hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực Việt Nam bao gồm các nội dung chính sau:

1.4.1 Mục đích

a) Từng bước phát triển thị trường điện lực cạnh tranh một cách ổn định, xóa

bỏ bao cấp trong ngành điện, tăng quyền lựa chọn nhà cung cấp điện cho khách hàng sử dụng điện;

b) Thu hút vốn đầu tư từ mọi thành phần kinh tế trong và ngoài nước tham gia hoạt động điện lực, giảm dần đầu tư của Nhà nước cho ngành điện;

c) Tăng cường hiệu quả hoạt động sản xuất kinh doanh của ngành điện, giảm

áp lực tăng giá điện;

d) Đảm bảo cung cấp điện ổn định, tin cậy và chất lượng ngày càng cao; đ) Đảm bảo phát triển ngành điện bền vững

1.4.2 Lộ trình hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam

Thị trường điện lực tại Việt Nam được hình thành và phát triển qua 3 cấp độ:

- Cấp độ 1 (2005 - 2014): thị trường phát điện cạnh tranh

- Cấp độ 2 (2015 - 2022): thị trường bán buôn điện cạnh tranh

- Cấp độ 3 (từ sau 2022): thị trường bán lẻ điện cạnh tranh

Mỗi cấp độ được thực hiện theo hai bước: thí điểm và hoàn chỉnh theo sơ đồ sau:

Trong đồ án này, chúng ta chỉ nghiên cứu ảnh hưởng của chính sách giá điện đến việc xác định công suất lắp máy của các trạm thuỷ điện vừa và nhỏ, nghĩa là nghiên cứu ảnh hưởng của chính sách giá trong khâu phát điện Do đó chúng ta sẽ

đi sâu vào nghiên cứu các nội dung của thị trường phát điện cạnh tranh:

Bước 1 - cấp độ 1: Thị trường phát điện cạnh tranh thí điểm

- Thực hiện thị trường phát điện cạnh tranh giữa các nhà máy điện thuộc Tổng công ty Điện lực Việt Nam (EVN) để thí điểm cạnh tranh trong khâu phát điện theo mô hình một đơn vị mua duy nhất Các nhà máy điện, các công ty truyền tải điện, các công ty phân phối điện thuộc EVN sẽ được tổ chức lại dưới dạng các công ty độc lập về hạch toán kinh doanh

- Các công ty phát điện độc lập (IPP) không thuộc sở hữu của EVN tiếp tục bán điện cho EVN theo các hợp đồng mua bán điện dài hạn (PPA) đã được ký kết

- Kết thúc bước thí điểm, các nhà máy điện lớn có vai trò quan trọng trong hệ thống điện hiện đang thuộc EVN phải được chuyển đổi thành các đơn vị phát điện độc lập IPP (Independent Power Producer) dưới dạng các công ty nhà nước độc lập; các nhà máy điện còn lại phải được chuyển đổi thành các đơn vị phát điện độc lập dưới dạng các công ty cổ phần để chuẩn bị cho thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh

- Bộ Công nghiệp ban hành các quy định điều tiết các hoạt động của thị trường và hướng dẫn thực hiện

Bước 2 - cấp độ 1: thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh

- Thực hiện thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh sau khi các điều kiện tiên quyết cho bước này đã được đáp ứng

- Cho phép các nhà máy điện độc lập (IPP) không thuộc sở hữu của EVN tham gia chào giá để bắt đầu thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh (theo mô hình một người mua duy nhất); các đơn vị phát điện sẽ bán điện lên thị trường thông qua các hợp đồng PPA và chào giá cạnh tranh trên thị trường giao ngay với tỷ

lệ điện năng mua bán theo hai hình thức của từng đơn vị do Cục Điều tiết điện lực quy định

1.4.3 Giá trị điện năng của nhà máy điện trong thị trường phát điện cạnh tranh

Thị trường phát điện cạnh tranh là thị trường điều độ tập trung chào giá ngày tới theo chi phí Tất cả các nhà máy, ngoại trừ các nhà máy có công suất đặt dưới 30MW đều phải tham gia thị trường

Vào trước ngày giao dịch, các bản chào điện năng của tất cả các nhà máy tham gia cho từng 24 chu kỳ giao dịch hàng giờ của ngày giao dịch sẽ phải nộp cho Cơ quan vận hành hệ thống (A0) Thông qua trình tự vận hành ngày tới, Cơ quan vận hành hệ thống (A0) sẽ chuẩn bị lịch huy động ngày tới dự kiến bằng phương pháp tối ưu chi phí có ràng buộc an ninh, và giá thị trường điện năng tham khảo bằng cách tối ưu chi phí không có ràng buộc Vào ngày giao dịch, lịch huy động giờ tới

sẽ được lập cũng bằng cách sử dụng phương pháp tối ưu chi phí có ràng buộc an ninh, làm cơ sở phục vụ điều độ thời gian thực

Giá điện trả cho các nhà máy gồm hai thành phần:

• Giá biên hệ thống cho điện năng trong một chu kỳ giao dịch được xác định sau vận hành bằng giá chào cao nhất trong tất cả các tổ máy được huy động trong lịch huy động không có ràng buộc cho chu kỳ đó, bị giới hạn bởi giá trần SMP chung cho toàn thị trường

• Giá công suất (CAN - Capacity Add-On) cho phần công suất trong một chu

kỳ giao dịch, với giá CAN từng giờ được SMO xác định trong trình tự lập kế

hoạch vận hành năm tới và lượng công suất từng giờ được xác định trong lịch huy động không ràng buộc giống như việc xác định SMP cho chu kỳ đó, cộng thêm một lượng dự phòng CAN được trả cho những giờ hệ thống cần công suất nhất Do đó, CAN sẽ không được trả vào các chu kỳ thấp điểm đêm (từ 22g00 ngày hôm trước đến 4g00 ngày hôm sau)

Giá thị trường toàn phần cho mỗi giờ (FMP) là tổng của SMP và CAN trong giờ đó

Giá CAN cho mỗi giờ được xác định trên nguyên tắc nhà máy mới tốt nhất (BNE –Best New Entrant) có thể thu hồi chi phí cố định và biến đổi bình quân trong một năm dựa trên các giả thiết được sử dụng trong trình tự lập kế hoạch vận hành năm tới

Vì là một thị trường dựa trên chi phí, nên tất cả các bản chào điện năng đều phải được khống chế bởi các giới hạn bản chào Các nhà máy nhiệt điện bị ràng buộc bởi các giới hạn chào cho từng loại công nghệ phát điện xác định, các giới hạn này được xác định dựa trên các giá nhiên liệu chuẩn cộng với các chi phí khởi động Bản chào điện năng cho các nhà máy thủy điện dựa trên các giá trị nước được SMO tính toán từ mô hình xác định giá trị nước

Để đảm bảo giá điện năng tổng thể phản ánh đúng chi phí đối với xã hội đồng thời đưa ra được các tín hiệu đầu tư thông qua xác định giá biên, một giá trần SMP (SMP Cap) chung cả thị trường sẽ được sử dụng Tất cả các nhà máy chạy đỉnh quá đắt với chi phí phát điện cao hơn giá trần SMP Cap, các nhà cung cấp dự phòng khởi động nhanh, dự phòng khởi động lạnh và dự phòng phải phát duy trì an ninh sẽ không được thiết lập giá SMP Thay vào đó, sẽ ký hợp đồng trực tiếp với SMO và được trả ở giá hợp đồng

Tổng sơ đồ VI đưa ra ưu tiên cho phát triển các dự án thủy điện đa mục tiêu (SMHP) phục vụ các công tác phòng chống lũ lụt, cấp nước, phát điện …Các SMHP do nhà nước sở hữu và được tạo ra để đảm nhiệm vai trò đặc biệt này Các đơn vị này ký kết các hợp đồng đặc biệt với SB, trong khi đó sản lượng điện đầu ra

sẽ được công bố bởi SMO bằng cách sử dụng giá trị nước được tính toán bằng mô hình xác định giá trị nước

Tất cả nhà máy được ký hợp đồng sẽ bán điện cho SB Các nhà máy không phải là SMHP/BOT sẽ có các hợp đồng CGM chuẩn dưới dạng hợp đồng sai khác (CfD) Các hợp đồng này sẽ bao 90-95% sản lượng điện dự kiến phát hàng năm của một nhà máy trong giai đoạn ban đầu của thị trường Tỷ lệ sản lượng điện hợp đồng

sẽ được giảm dần khi thị trường phát triển và cạnh tranh hơn Các BOT sẽ có hợp đồng PPA hai thành phần với SB, SB sẽ chào thay cho BOT trong thị trường SMHP sẽ ký hợp đồng đặc biệt với SB

Các dịch vụ phụ bao gồm công suất điều tần, dự phòng quay, dự phòng khởi động nhanh, khởi động lạnh, ổn định điện áp, phải phát duy trì an ninh và khởi động đen SMO sẽ ký các hợp đồng dịch vụ phụ hàng năm với các nhà cung cấp cho khởi động nhanh, khởi động lạnh, ổn định điện áp, phải phát duy trì an ninh và khởi động đen tường ứng Các dịch vụ phụ sẽ được thanh toán giữa SMO và các nhà máy Chi phí cung cấp dịch vụ phụ sẽ là một thành phần của Tổng doanh thu SMO và được thu từ các nhà máy và PCs Đối với điều tần và dự phòng quay, sẽ không có hợp đồng cụ thể nào và các nhà cung cấp sẽ được trả ở giá SMP cho điện năng và CAN cho công suất thông qua thị trường giao ngay

SMO sẽ chuẩn bị các bản kê thanh toán; các giao dịch điện năng sẽ được thanh toán trực tiếp giữa SB và các nhà máy Phí SMO (gồm cả dịch vụ phụ) và các khoản khác (ví dụ, đền bù và các khoản phạt từ việc giải quyết tranh chấp) sẽ được thanh toán giữa SMO và các bên tham gia CGM sẽ có chu kỳ thanh toán hàng tháng Trong trường hợp các tranh chấp xuất hiện, trình tự giải quyết tranh chấp của CGM sẽ được áp dụng để giải quyết các vấn đề thứ yếu (được định nghĩa trong Market Rules), trong khi đó các vấn đề quan trọng hơn sẽ được giải quyết thông qua trình tự giải quyết tranh chấp của ERAV

CHƯƠNG 2: CÁC YẾU TỐ ẢNH HƯỞNG ĐẾN VIỆC XÁC ĐỊNH CÔNG SUẤT LẮP MÁY CỦA CÁC TRẠM THUỶ ĐIỆN

2.1 Đặc điểm của trạm thuỷ điện

Đặc điểm quan trọng nhất của trạm thuỷ điện là chế độ làm việc phụ thuộc vào điều kiện thuỷ văn và luôn luôn thay đổi Để giảm bớt mức độ phụ thuộc vào chế độ dòng chảy thiên nhiên, cần tạo cho trạm thuỷ điện có hồ điều tiết Còn muốn cho trạm thuỷ điện cung cấp điện hoàn toàn đồng đều thì hồ điều tiết phải rất lớn Thực tế, vì điều kiện kỹ thuật hoặc điều kiện kinh tế không thể xây hồ tuỳ ý Cho nên, đối với trạm thuỷ điện vẫn có những thời kỳ thừa nước và thiếu nước so với lưu lượng tính toán Khi thừa nước trạm thuỷ điện có thể phát thêm điện lượng (điện lượng mùa), còn khi thiếu nước trạm thuỷ điện không thể phát được công suất

và điện lượng cần thiết tối thiểu, tức là chế độ làm việc bình thường bị phá hoại Lúc đó, nếu các trạm phát điện khác của hệ thống không đủ khả năng thay thế phần công suất và điện lượng thiếu của trạm thuỷ điện thì buộc phải cắt điện của một số

hộ dùng

Dòng chảy thiên nhiên luôn luôn thay đổi cả về tổng lượng cũng như về chế

độ phân phối lưu lượng theo thời gian Hiện nay dự báo thuỷ văn dài hạn lại chưa đảm bảo được mức độ chính xác cần thiết Vì thế, không thể biết trước khi nào trạm thuỷ điện sẽ bị thiếu nước, không làm việc được bình thường Tình hình đó gây nhiều khó khăn cho việc điều khiển chế độ làm việc của trạm thuỷ điện lẫn của cả

biến đổi cho thích hợp Nhưng như thế không có nghĩa là mức bảo đảm làm việc của trạm nhiệt điện phụ thuộc vào điều kiện thuỷ văn Mức bảo đảo làm việc bình thường của trạm nhiệt điện có thể xem bằng 100% nếu như nhiên liệu chứa trong kho đầy đủ Còn đối với trạm thuỷ điện thì không bao giờ đạt được mức bảo đảm làm việc bình thường 100% hoặc gần 100%

Từ những điều trình bày ở trên, ta thấy rằng chế độ làm việc bình thường của trạm thuỷ điện luôn luôn có khả năng bị phá hoại, và điều này phụ thuộc vào điều kiện thuỷ văn, khả năng điều tiết, đặc tính của bản thân trạm thuỷ điện và điều kiện làm việc của nó trong hệ thống điện

Đặc điểm thứ hai của trạm thuỷ điện, có ý nghĩa rất quan trọng khi xác định chế độ làm việc của các trạm phát điện trong hệ thống điện, là chi phí vận hành không phụ thuộc vào điện lượng phát ra Hơn nữa, chi phí vận hành của mỗi kWh ở trạm thuỷ điện ít hơn nhiều so với ở trạm nhiệt điện Một yếu tố không kém phần quan trọng nữa là hiệu xuất dùng nhiều điện và góp phần hạ giá thành điện năng của toàn hệ thống

Đối với trạm nhiệt điện thì chi phí vận hành phụ thuộc vào điện lượng Vì muốn sản xuất ra điện, trạm nhiệt điện phải tiêu thụ nhiên liệu Muốn sản xuất nhiều điện thì phải có nhiều nhiên liệu, cơ sở khai thác, vận chuyển và tàng trữ

Như thế, để cho hệ thống điện có lợi, trạm thuỷ điện nên đảm nhận phần phụ tải với mức có thể tối đa; còn trạm nhiệt điện đảm nhận phần phụ tải còn lại Lượng nhiên liệu tiết kiệm được trong trường hợp phân phối công suất như thế là lớn nhất Điều đó không những nâng cao hiệu ích kinh tế cho toàn hệ thống điện mà còn cho phép sử dụng lượng nhiên liệu tiết kiệm được vào những ngành công nghiệp không thể thiếu nó như nhà máy luyện kim, nhà máy hoá chất

2.2 Các thành phần công suất của hệ thống điện

Đặc điểm sản xuất điện năng là quá trình phát điện, tải điện và dùng điện xảy

ra đồng thời Trong điều kiện làm việc bình thường, sự thay đổi điện lượng của các trạm phát điện không thể có được nếu như không có sự thay đổi tương ứng về điện

năng tiêu thụ cũng như không có sự chuẩn bị sẵn sàng của đường dây tải điện Cho nên đối với mỗi thời điểm cũng như đối với cả thời kỳ tính toán cần phải có sự cân bằng giữa phát điện và tiêu thu điện Sự cân bằng đó phải được bảo đảm cả về công suất và điện lượng

Cân bằng công suất của hệ thống điện có nghĩa là ở mỗi thời điểm t tổng công suất của các trạm phát điện phải bằng tổng phụ tải của các hộ dùng đòi hỏi cộng với tổn thất trong mạng điện:

Trong đó:

điểm t

Chúng ta sẽ lần lượt xét các thành phần chủ yếu của cân bằng công suất đó Tổng công suất định mức của các máy phát trong hệ thống điện được gọi là

hạn lớn nhất của các máy phát trong điều kiện làm việc bình thường, có nghĩa là khi điện áp và hệ số công suất giữ được trị số tính toán

Phần công suất lắp máy của hệ thống điện đảm nhận phụ tải bình thường tại

một thời điểm nào đó gọi là công suất công tác (N ) Vì phụ tải luôn luôn thay đổi

nên công suất công tác cũng thay đổi theo Trong mỗi ngày đêm có một trị số phụ tải lớn nhất Trong những trị số lớn nhất ngày đêm đó, có một trị số lớn nhất trong năm Rõ ràng, công suất lắp máy của hệ thống không được nhỏ hơn trị số phụ tải lớn nhất này

Để đảm bảo cho hệ thống làm việc bình thường và cung cấp điện an toàn cho

=

L l lt K

k kt I

i

N

1 1

1

HT tra N

HT ct

HT ct

N max

HT d N

suất dự trữ là bổ sung hay thay thế phần công suất mà hệ thống khi có sự cố, sửa chữa không thể cung cấp cho hệ thống Căn cứ vào tác dụng ta có thể chia công

) Sau đây ta xét từng loại dự trữ đó:

- Công suất dự trữ phụ tải có tác dụng đảm nhận phần phụ tải dao động không định kỳ và trong thời gian ngắn Nó phải thoả mãn yêu cầu tăng phụ tải đột ngột của các hộ dùng điện vào bất cứ lúc nào trong điều kiện làm việc bình thường

Nếu các trạm phát điện không có đủ công suất dự trữ phụ tải thì số vòng quay của tuabin, máy phát sẽ giảm, nghĩa là không đảm bảo tần số dòng điện Trị số công suất dự trữ phụ tải của hệ thống điện phụ thuộc vào quy mô và đặc điểm các

hộ dùng điện trong hệ thống

- Công suất dự trữ sự cố có tác dụng thay thế các tổ máy ở một trạm nào đó vừa bị sự cố và do đó làm cho các hộ dùng điện không phải chịu hậu quả của sự cố này Sự cố này là một hiện tượng ngẫu nhiên, không thể biết trước được nó sẽ xảy

ra khi nào và ở đâu Khả năng xảy ra sự cố không giống nhau đối với các trạm phát điện Những trạm phát điện đã làm việc lâu năm, thiết bị đã cũ thì khả năng xảy ra

sự cố nhiều hơn so với những trạm phát điện mới xây dựng Đối với trạm thuỷ điện

sự cố ít xảy ra hơn đối với trạm nhiệt điện vì thiết bị của trạm thuỷ điện đơn giản và làm việc trong điều kiện tốt hơn

- Trị số công suất dự trữ cho các sự cố phụ thuộc vào cấu tạo của hệ thống điện, công suất và mức độ sự cố của tổ máy Các tổ máy bị sự cố phải sau một thời gian tương đối dài mới có thể làm việc trở lại Cho nên muốn thay thế được công suất của các tổ máy đó thì công suất dự trữ sự cố phải được bảo đảm về nước hoặc nhiên liệu

- Bây giờ ta xét tác dụng của công suất dự trữ sửa chữa và điều kiện cần thiết phải có nó trong hệ thống điện

Một số tổ máy của các trạm phát điện sau một thời gian hoạt động phải nghỉ làm việc một thời gian để kiểm tra và sửa chữa định kỳ Thường cứ từ 1 đến 3 năm

HT dp

ds

dsc N

được sửa chữa định kỳ một lần Thời gian sửa chữa tổ máy nhiệt điện kéo dài từ nửa đến 1 tháng, thuỷ điện là nửa tháng

Việc sửa chữa tổ máy của trạm thuỷ điện và nhiệt điện chỉ được tiến hành khi phụ tải của hệ thống giảm nhỏ và ở các trạm phát điện đó có một số tổ máy chưa

làm việc Diện tích phần gạch trên biểu đồ phụ tải Hình 2-1 biểu thị trị số điện

tượng mà trong thời gian đó có thể tiến hành sửa chữa Còn diện tích cần thiết để sửa chữa (tương ứng với điện lượng cần thiết sửa chữa) các tổ máy trong một năm

có thể xác định như sau:

F =

chữa trong năm

Nếu diện tích cần thiết sửa chữa lớn hơn diện tích có thể sửa chữa thì hệ thống điện mới phải có thêm công suất dự trữ sửa chữa Trị số công suất dự trữ sửa chữa phụ thuộc vào hình dạng biểu đồ phụ tải lớn nhất năm và công suất của tổ máy

∑

=

z j

sc tmj T N

1

Hình 2.1: Biểu đồ phụ tải năm

Như thế tổng công suất dự trữ cần thiết cho hệ thống bằng:

Từ những điều đã trình bày ở trên, ta thấy rằng công suất lắp máy tối thiểu

mà hệ thống phải có bằng công suất công tác lớn nhất cộng với công suất dự trữ:

Để đảm bảo cung cấp điện an toàn cho các hộ dùng điện, tổng công suất lắp máy của các trạm thuỷ điện và nhiệt điện của hệ thống không được nhỏ hơn công suất lắp máy tối thiểu Cho nên, trong thiết kế nếu ta giảm công suất lắp máy của

ngược lại Phần công suất lắp máy của trạm thuỷ điện không thể giảm nhỏ nếu như không có sự thay thế bằng công suất tương ứng của trạm nhiệt điện, được gọi là

công tác lớn nhất và công suất dự trữ:

HT dsc

HT ds

HT dp

HT

HT d

HT cl

HT

TD lm

lm N

TD ty N

TD d

TD cl

TD

Trong một số trường hợp công suất lắp máy của hệ thống điện lớn hơn công suất lắp máy cần thiết tối thiểu Phần công suất lắp máy thêm ấy được sử dụng trong những trường hợp đặc biệt và thay thế một phần công suất của hệ thống được nghỉ không đảm nhận phụ tải trong thời gian đó Vì thế người ta gọi nó là công suất trùng

điện an toàn mà do nguyên nhân có lợi về mặt kinh tế Khi có công suất trùng thì công suất lắp máy của hệ thống không bao giờ được sử dụng hoàn toàn; khả năng lắp thêm công suất trùng và trị số của nó sẽ trình bày trong những phần sau

Công suất trùng thường có ở trạm thuỷ điện để tận dụng lượng nước thiên nhiên Khi có công suất trùng thì công suất lắp máy của trạm thuỷ điện sẽ là:

Công suất lắp máy của hệ thống có thể viết dưới dạng:

hoặc:

Trong vận hành không phải bao giờ cũng sử dụng hết công suất lắp máy của các trạm phát điện Một phần công suất lắp máy này không có khả năng đảm nhận phụ tải Nguyên nhân chung nhất là do một số tổ máy còn ở trong trạng thái sửa chữa định kỳ hoặc sửa chữa sự cố Đối với trạm thuỷ điện còn thêm một nguyên nhân nữa là do điều kiện thuỷ văn bất lợi như thiếu nước hoặc cột nước quá thấp Còn đối với trạm nhiệt điện thì do thiếu nhiên liệu hoặc nhiên liệu có chất lượng xấu, thiếu nước phần công suất lắp máy của hệ thống hoặc của một trạm phát điện nào đó không có khả năng đảm nhận phụ tải vì một trong những nguyên nhân kể

Phần công suất lắp máy đang đảm nhận phụ tải hoặc có khả năng đảm nhận

TD tr

TD d

TD ct

TD tr

TD ty

+ N tr TD

+ N lm ND

ND d

ND ct

TD tr

TD d

TD ct

HT

HT hc N

HT hc

HT m

HT

Trong một số thời kỳ, công suất dùng được của hệ thống lớn hơn công suất công tác cộng với công suất dự trữ cần thiết Khi đó, hệ thống có công suất thừa,

Nhưng cũng có khi, công suất dùng được nhỏ hơn công suất công tác cần thiết Những lúc đó, hệ thống không htể bảo đảm cung cấp điện bình thường

Như thế, trong điều kiện làm việc bình thường thì công suất dùng được bao gồm công suất công tác, công suất dự trữ và công suất bỏ không:

(2-3)

Từ (2-2), (2-3), ta có thể biểu diễn công suất lắp máy của hệ thống trong điều kiện vận hành dưới dạng sau:

(2-4) Tương tự như thế ta có thể viết biểu thức thể hiện công suất lắp máy của trạm thuỷ điện và nhiệt điện như sau:

Đối với hệ thống hỗn hợp biểu thức (2-4) có thể viết dưới dạng:

(2-5) Biểu thức (2-5) khác (2-1) ở chỗ là các thành phần trong vế phải thay đổi theo thời gian, vì chúng phụ thuộc vào sự thay đổi của phụ tải, điều kiện vận hành các trạm phát điện (điều kiện thuỷ văn, nhiên liệu, trạng thái thiết bị)

Nếu ta thay những trị số cụ thể vào biểu thức (2-5) thì nó chỉ đặc trưng cho một thời điểm nhất định nào đó Biểu thức (2-5) cho biết ở mỗi thời điểm trong vận hành, công suất lắp máy bao gồm những thành phần công suất nào, có nghĩa nó thể hiện cân bằng công suất của hệ thống đối với thời điểm đó

Phương trình cân bằng điện lượng của hệ thống ở mỗi thời đoạn có thể htể hiện như sau:

HT d

HT ct

HT dd

HT

HT bk

HT d

HT ct

HT

HT hc

HT bk

HT d

HT ct

HT

TD hc

TD bk

TD d

TD ct

TD

ND hc

ND bk

ND d

ND ct

ND

ND hc

ND bk

ND d

ND ct

TD hc

TD bk

TD d

TD ct

ND lm

TD lm

HT

EHT = ETĐ + ENĐ (2-6)

Ở đây:

2.3 Yêu cầu chủ yếu của hệ thống điện đối với chế độ làm việc của các trạm phát điện

Sau khi đã xét đặc điểm của các trạm phát điện, tính chất riêng biệt của sản xuất điện năng, tương quan về cân bằng năng lượng, chúng ta sẽ đề cập đến những yêu cầu của hệ thống điện đối với các trạm phát điện

- Yêu cầu chủ yếu thứ nhất của hệ thống điện là cung cấp đủ điện lượng và công suất cần thiết cho các hộ dùng điện trong mọi thời điểm; tức là bảo đảm cân bằng giữa phát điện và tiêu thụ điện như Chế độ làm việc của bất kỳ trạm phát điện nào trong hệ thống điện đều phải tuân theo yêu cầu đó

- Yêu cầu thứ hai là các trạm phát điện phải bảo đảm chất lượng điện (điện

áp và tần số dòng điện) cho hệ thống

- Yêu cầu thứ ba là chế độ làm việc của trạm phát điện phải góp phần nâng cao hiệu ích kinh tế chung cho toàn hệ thống Yêu cầu này rất quan trọng, nhưng nó không thể tách rời khỏi các yêu cầu trên Khi thay đổi chế độ làm việc của một trạm phát điện nào đó thì không những làm thay đổi thông số năng lượng của bản thân nó

mà còn làm ảnh hưởng đến thông số và chế độ làm việc của tất cả các trạm phát điện còn lại trong hệ thống điện Cho nên, không thể xét chế độ làm việc của các trạm phát điện trên quan điểm có lợi cục bộ mà phải dựa trên quan điểm có lợi cho toàn bộ hệ thống điện Riêng đối với trạm nhiệt điện kiểu cung cấp nhiệt và trạm thuỷ điện thì chế độ làm việc của chúng còn phụ thuộc vào yêu cầu dùng nhiệt và dùng nước của một số ngành kinh tế quốc dân Trong tình hình đó, chế độ làm việc

của chúng cần bảo đảm hiệu ích kinh tế lớn nhất cho nền kinh tế quốc dân

2.4 Khả năng tham gia cân bằng năng lượng toàn hệ thống điện của trạm thuỷ điện có hồ điều tiết ngày đêm

2.4.1 Chế độ làm việc của trạm thuỷ điện điều tiết ngày và cách xác định

vị trí của nó trên biểu đồ phụ tải ngày đêm

Nhiệm vụ của hồ điều tiết ngày là phân phối lại lưu lượng thiên nhiên tương đối đồng đều trong ngày đêm cho phù hợp với biểu đồ phụ tải Tất nhiên sự phân phối đó phụ thuộc vào trị số lưu lượng thiên nhiên và không làm thay đổi lượng nước thiên nhiên trong ngày đêm Từ đấy ta thấy rằng điện lượng ngày đêm phụ thuộc hoàn toàn vào lượng nước thiên nhiên trong ngày đêm và công suất giữa các giờ có liên quan với nhau

Đặc điểm trên đây của hồ và tính linh hoạt của thiết bị tạo cho trạm thuỷ điện điều tiết ngày có đủ khả năng làm việc ở phần đỉnh biểu đồ phụ tải ngày đêm Lúc

đó, trạm thuỷ điện sẽ sử dụng được công suất tối đa, mặc dầu điện lượng ngày đêm nhỏ; đồng thời tạo điều kiện cho trạm nhiệt điện làm việc với công suất ít thay đổi, hiệu suất cao, lượng nhiên liệu tiêu thụ cho 1 đơn vị điện lượng nhỏ Nhưng nếu trạm thuỷ điện luôn luôn làm việc ở phần đỉnh biểu đồ phụ tải thì sẽ không tận dụng được lượng nước thiên nhiên trong mùa nhiều nước để tăng điện lượng đến mức tối

đa và do đó không tiết kiệm được nhiều nhiên liệu Cho nên, tuỳ lượng nước thiên nhiên trong ngày đêm mà trạm thuỷ điện điều tiết ngày có thể làm việc ở phần dỉnh hoặc phần gốc của biểu đồ phụ tải ngày đêm

Như ta đã biết, công suất giữa các giờ trong một ngày đêm của trạm thuỷ điện điều tiết ngày có liên quan mật thiết với nhau Vì vậy muốn xác định được chế

độ làm việc của trạm, ta phải biết trước ít nhất một ngày lưu lượng thiên nhiên và biểu đồ phụ tải ngày đêm Điều kiện đó hiện nay hoàn toàn có thể đáp ứng được Khi đã biết lưu lượng thiên nhiên và biểu đồ phụ tải ngày đêm, ta có thể tìm được một vị trí làm việc của trạm thuỷ điện điều tiết ngày mà vừa sử dụng hết lượng nước thiên nhiên trong ngày đêm vừa phát huy được công suất công tác lớn Để xác định được vị trí làm việc như thế của trạm thuỷ điện ta dùng đường luỹ tích phụ tải